Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Ocena możliwości wykorzystania desorpcji termicznej do wyznaczania charakteru nasyceń w profilu odwiertu

Matyasik Irena, Zapała Marek, Kierat Maria, Kania Małgorzata, Bieleń Wojciech, Spunda Karol

Nafta-Gaz

|

2019

|

R. 75, nr 12

731--742

PL

Celem niniejszej pracy jest przedstawienie szybkiej metody oceny typu wolnych węglowodorów, występujących w profilu otworu, wykorzystującej jako narzędzie pirolizę połączoną z chromatografią gazową (Py-GC). Metoda ta, jako alternatywa dla dotychczas stosowanych – pirolizy Rock-Eval i ekstrakcji rozpuszczalnikowej, mogłaby służyć do typowania poziomów do bardziej szczegółowych badań. W tym celu wykonano badania porównawcze rdzeni pochodzących ze strefy akumulacji ropy naftowej w utworach dolomitu głównego na Niżu Polskim. Wyniki eksperymentów Py-GC prowadzonych w 350°C z detekcją desorbowanych związków na detektorze płomieniowo-jonizacyjnym (Py-GC/FID) dowiodły pozytywnej korelacji z ilością wolnych węglowodorów (S1) uwalnianych w 300°C podczas pirolizy Rock-Eval oraz zawartością ekstrahowalnej substancji organicznej (ESO). Metoda Py-GC/FID ma jednak tę przewagę nad pozostałymi dwiema metodami, że otrzymany chromatogram pokazuje dystrybucję desorbowanych węglowodorów i umożliwia obliczenie niektórych wskaźników geochemicznych, co pozwala na wstępną charakterystykę akumulacji. Ocenę przydatności metody w aspekcie charakterystyki uwalnianych produktów przeprowadzono, wykonując dla kilku badanych rdzeni analizy chromatograficzne GC-FID frakcji nasyconej ekstraktu bitumicznego i obliczając na ich podstawie wskaźniki geochemiczne. Wyniki porównania wykazały generalnie podobieństwo dystrybucji węglowodorów, a dla niektórych próbek również zgodność obliczonych wskaźników. Na tej podstawie należy uznać, że dystrybucja produktów desorpcji Py-GC/FID skał w 350°C pozwala na uzyskanie części informacji dostarczanych przez analizę chromatograficzną GC-FID frakcji nasyconej ekstraktu bitumicznego bez konieczności wstępnej preparatyki chemicznej materiału rdzeniowego, co znacznie skraca czas i obniża koszty analizy. Dystrybucja desorbowanych węglowodorów w korelacji z wynikami pirolizy Rock-Eval może stanowić narzędzie typowania poziomów do szczegółowej charakterystyki geochemicznej. Procedura poszerza zakres badań geochemicznych o kolejną metodę wnoszącą wkład do rozpoznania basenów naftowych.

EN

The purpose of this work was to present a quick method for assessing the type of free hydrocarbons occurring in the borehole profile, using pyrolysis combined with gas chromatography (Py-GC) as a tool. This method, as an alternative for the previously used – Rock Eval pyrolysis and solvent extraction – could be used to select levels for more detailed research. For this purpose, comparative tests were carried out of cores originating from the oil accumulation zone in the Main Dolomite formations in the Polish Lowlands. The results of Py-GC experiments carried out at 350ºC with the detection of desorbed compounds on the flame ionization detector (Py-GC/FID) showed a positive correlation with the amount of free hydrocarbons (S1) released at 300ºC during Rock-Eval pyrolysis and the content of extractable organic substance (ESO). However, the Py-GC/FID method has the advantage over the other two methods in that the resulting chromatogram shows the distribution of desorbed hydrocarbons and makes it possible to calculate some geochemical indicators, allowing the preliminary characterization of accumulation. The assessment of the method’s usefulness in terms of the characteristics of released products was carried out by performing GC-FID chromatographic analyses of the saturated fraction of bituminous extract for several tested cores and calculating the geochemical indices on their basis. The results of the comparison generally demonstrated a similarity of hydrocarbon distribution, and for some samples also compliance with the calculated indices. On this basis, it should be considered that the distribution of Py-GC/FID desorption products of rocks at 350ºC allows obtaining part of the information provided by GC-FID chromatographic analysis of the saturated fraction of the bituminous extract without the need for chemical pre-treatment of the core material, which significantly reduces the time and costs of analysis. The distribution of desorbed hydrocarbons in correlation with the results of Rock Eval pyrolysis can be a tool for selecting levels for detailed geochemical recognition. The procedure extends the scope of geochemical research with another method contributing to the recognition of oil basins.

2

Metodyka budowy modeli facjalnych i petrofizycznych uwzględniająca warunki chronostratygraficznej przestrzeni depozycyjnej

Kaczmarczyk W.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 10

715--722

PL

Niniejszy artykuł dotyczy analizy zasięgów i miąższości wykształceń facjalnych w ośrodku opisanym modelem facjalnoparametrycznym, skonstruowanym w przestrzeni depozycyjnej w celu precyzyjniejszego odtworzenia przestrzennej zmienności parametrów petrofizycznych w obrębie tych wydzieleń. Głównym celem była próba rozszerzenia standardowych procedur odtwarzania charakterystyki przestrzennej ośrodka geologicznego o analizy w warunkach depozycyjnych, w obszarze, w którym występuje zróżnicowanie facjalne. Skonstruowano dwa równorzędne warianty modelu strukturalnego: odnoszący się do warunków współczesnych i depozycyjnych utworów dolomitu głównego. Przedstawiono możliwości predykcji zmienności parametru zailenia, której zakres wartości nadzorowany był krzywymi zailenia pochodzącymi z czterech otworów. Model zailenia dolomitu głównego, odtworzony w przestrzeni depozycyjnej, jednoznacznie wskazuje, że materiał ilasty deponowany był głównie w obniżeniach, natomiast na wyniesieniach obserwowane są jego deficyty. Odtworzona zmienność zailenia we współczesnej geometrii utworów Ca2 w analizowanym obszarze ogranicza możliwość obserwacji prawidłowości w depozycji osadów ilastych z uwagi na deformacje tektoniczne, jakim ulegał basen sedymentacyjny dolomitu głównego. Natomiast model zailenia dolomitu głównego odtworzony w przestrzeni depozycyjnej jednoznacznie wskazuje trendy w depozycji materiału ilastego. Na podstawie stwierdzonych w oparciu o modele zailenia zależności przebiegu sedymentacji facji możliwa jest predykcja zasięgów poszczególnych wydzieleń facjalnych w obszarach objętych zdjęciem sejsmicznym, a nieprzewierconych otworami (np. w sąsiedztwie rozpoznanych złóż). Przedstawiona procedura przeznaczona jest dla obszarów o dużym zasięgu, charakteryzujących się obecnością różnorodnych środowisk sedymentacyjnych o odmiennym stopniu zailenia oraz obejmujących występowanie szeregu struktur, które mogą być potencjalnymi pułapkami dla akumulacji węglowodorów.

EN

This article concerns the concept of the range and thickness analysis of facies in a facial-parametrical model built in the depositional space, for the purpose of more accurately reconstructing the spatial variability of the petrophysical parameters within these subunits. The main goal, was an attempt of extending the standard procedures of reconstructing geological features of the geological medium for depositional analysis, in the area in which facial variation occurs. Two comparative variants of the structural model were constructed: referring to the contemporary and depositonal conditions of the Main Dolomite sediments. The possibility of predicting the variability of the clay content using seismic data whose range of variability was supervised by clay volume logs from four boreholes was presented. Clay content distribution model reproduced in the depositional space clearly indicates that the clay material is more likely to deposit in the depressions, while its shortages are observed within the elevations. By reproducing clay content variation in the present (modern) Ca2 geometry, due to the tectonic deformation of the Main Dolomite sedimentation basin, the depositional trends of clay deposit is not observed. Based on the observed clay distribution patterns of facies sedimentation, it is possible to predict the range of individual facies in the areas covered by a seismic data, not recognized by boreholes (e.g. in the vicinity of recognized hydrocarbon deposits). This concept is dedicated to large areas, characterized by the presence of various sedimentary environments containing clay material and the presence of a number of potentially hydrocarbon-rich structures. The presented procedure is dedicated to areas characterized by the presence of various sedimentary environments with variable clay content, including the occurrence of structures potentially accumulating hydrocarbons.

3

Genesis of hydrogen sulfide in carbonate reservoirs

Matyasik I., Spunda K., Kania M., Wencel K.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 9

627--635

EN

The article presents the problem of hydrogen sulfide (H2S) occurring in hydrocarbon deposits and copper mines. The presence of this gas is an immense problem due to the necessity of removing it from liquid and gaseous deposits, threat to miner’s life, a negative impact on the equipment and the need of its utilization. The authors try to determine the origin of hydrogen sulfide in sedimentary basins on the basis of literature data concerning Polish and foreign deposits. The main processes of hydrogen sulfide formation are bacterial sulfate reduction (BSR) and thermochemical sulfate reduction (TSR). Because of similar products of these reactions, the unequivocal identification of the process of hydrogen sulfide formation is a difficult problem to solve. It is necessary to use additional geological and geochemical indicators to identify the origin of this gas. In this article Polish and foreign deposits with documented symptoms of the presence of hydrogen sulfide are compared. In addition, major mechanisms of H2S generation and criteria necessary for the occurrence of BSR and TSR processes are presented. The knowledge gained is essential at the stage of planning the exploitation of the reservoirs in order to predict the hydrogen sulfide presence.

PL

W artykule poruszony został problem występowania siarkowodoru w złożach węglowodorów oraz rud miedzi. Obecność tego gazu jest dużym problemem ze względu na konieczność jego usunięcia z ciekłych i gazowych kopalin, zagrożenia życia górników prowadzących eksploatację w kopalniach, negatywny wpływ na urządzenia oraz konieczności jego zagospodarowania. Autorzy wskazują na genezę siarkowodoru w basenach sedymentacyjnych, na podstawie danych literaturowych dotyczących złóż polskich i światowych. Jako główne procesy powstawania H2S przyjmuje się bakteryjną redukcję siarczanów (BRS), a także termochemiczną redukcję siarczanów (TRS). Ze względu na jednakowe produkty tych reakcji, jednoznaczne określenie procesu powstania siarkowodoru jest problemem trudnym do rozwiązania. Niezbędne jest zastosowanie dodatkowych wskaźników geologicznych i geochemicznych w celu określenia genezy tego gazu. W prezentowanej pracy zestawiono krajowe i zagraniczne złoża w których odnotowano przejawy obecności siarkowodoru. Ponadto przedstawiono główne mechanizmy jego powstawania oraz kryteria które muszą zostać spełnione aby zaistniał proces BRS lub TRS. Zdobyta wiedza jest niezbędna na etapie planowania eksploatacji złóż celem przewidzenia możliwości wystąpienia siarkowodoru.

4

Analiza statystyczna parametrów mikrofacji dolomitu głównego w granicznej strefie platformy węglanowej

Semyrka R., Jarzyna J. A., Krakowska P. I., Semyrka G.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2015

|

T. 31, z. 1

123--140

PL

Duża liczba wyników badań laboratoryjnych parametrów zbiornikowych dolomitu głównego na obszarze platformy węglanowej, w rejonie wschodniej części platformy Gorzowa, w zatoce Noteci wraz z mikroplatformą Krobielewka, na półwyspie Grotowa, oraz na fragmencie platformy wielkopolskiej, sięgającym rejonu Pniew umożliwiła wykonanie wiarygodnych analiz statystycznych. Standardowe badania na próbkach skał (gęstości objętościowej, porowatości efektywnej i przepuszczalności fizycznej) wzbogacone zostały o wyniki pomiarów porozymetrii rtęciowej. Wyniki badań laboratoryjnych, przede wszystkim porozymetrii rtęciowej, rozszerzyły znacznie informację o skale zbiornikowej (dolomicie głównym) i przyczyniły się do wydzielenia różnorodnych mikrofacji oraz stref paleogeograficznych. Na podstawie wyników przeprowadzonej analizy statystycznej porównano parametry petrofizyczne trzech mikrofacji i stwierdzono, że utwory ziarnozwięzłe charakteryzowały się najlepszymi właściwościami zbiornikowymi. Dla tych utworów stwierdzono wysoką średnią porowatość efektywną oraz wysoką średnią porowatość dynamiczną dla gazu i ropy. Utwory te charakteryzowały się także wysoką przepuszczalnością. [...]

EN

Reliable statistical analysis was carried out for the Main Dolomite reservoir parameters on the area of carbonate platform in the vicinity of the east part of Gorzów Platform, in the Noteć Bay, together with Krobielewko Microplatform, on the Grotów Peninsula and on the part of Wielkopolska Platform, reaching Pniewy region thanks to large number of laboratory measurements results. The standard measurements on the core samples (bulk density, effective porosity and absolute permeability) were enriched by mercury porosimetry results. Laboratory measurements results, especially mercury porosimetry, extended considerably information about the reservoir rock (the Main Dolomite) and contributed to the separation of diverse microfacies and paleogeographic zones. Petrophysical parameters of the three microfacies were compared based on the results of statistical analysis. It was found that grainstones were characterized by the best reservoir parameters. For these microfacies high average effective porosity and average dynamic porosity for oil and gas were discovered. Additionally, grainstones characterized by high permeability. [...]

5

Rozkład parametrów petrofizycznych w zróżnicowanych typach przestrzeni porowej dolomitu głównego brzeżnej strefy platformy wielkopolskiej

Semyrka R., Semyrka G., Wandycz P.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2014

|

R. 17, Nr 9 (197)

9--13

EN

Distribution of petrophysical parameters in diverse types of pore space in the Main Dolomite marginal zone of the Wielkopolska platform Abstract Microfacial analysis along with detailed sedimentological analysis enabled authors to describe different sub-facies in the studied area and to distinguish depositional environments of the Main Dolomite. Both quantitative and qualitative petrophysical parameters differ within sub-facies of the Main Dolomite. Moreover reservoir rocks of main dolomite have low and very low porosity. The fracture porosity is dominant, intergranular/fracture porosity (dual porosity) has lower meaning, intergranular type is rare. Complexity of the reservoir space of the Main Dolomite creates optimal conditions for its pore space volume and possible migration and accumulation processes of hydrocarbons, thereby they exhibit very promising perspectives for petroleum prospection.

PL

Analiza mikrofacjalna wraz ze szczegółową analizą sedymentologiczną umożliwiły wydzielenie na omawianym obszarze środowisk depozycyjnych dolomitu głównego, oraz określenie odrębnych subfacji. W ich obrębie utwory dolomitu głównego charakteryzują się zróżnicowanymi ilościowymi i jakościowymi parametrami petrofizycznymi. Dominują tu skały zbiornikowe o niskiej i bardzo niskiej pojemności, typu głównie szczelinowego, podrzędnie szczelinowo – porowego i sporadycznie porowego. Złożoność przestrzeni zbiornikowej dolomitu głównego stwarza warunki optymalne dla jego pojemności oraz możliwej migracji i akumulacji płynów złożowych, a tym samym stwarza obiecujące perspektywy w prospekcji naftowej.

6

Jakościowa i ilościowa charakterystyka petrofizyczna subfacji dolomitu głównego w strefach paleogeograficznych

Semyrka R.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2013

|

T. 29, z. 3

99--114

PL

Analiza mikrofacjalna wraz ze szczegółową analizą sedymentologiczną umożliwiły wydzielenie na omawianym obszarze środowisk depozycyjnych dolomitu głównego oraz określenie odrębnych subfacji. W obrębie analizowanego obszaru w strefie bariery węglanowej utwory dolomitu głównego, wykształcone w subfacji bandstonów, prezentują typ skały zbiornikowej o charakterze porowym w klasie bardzo niskiej, niskiej pojemności dla gazu i bardzo niskiej dla ropy. W obrębie strefy równi platformowej dolomit główny tej subfacji ma charakter skały zbiornikowej typu porowego niskiej i średniej klasy pojemnościowej dla gazu i niskiej dla ropy. Subfacja utworów mułozwięzłych dolomitu głównego w strefie podnóża platformy węglanowej reprezentuje typ skały zbiornikowej o niskiej, sporadycznie średniej pojemności dla gazu i bardzo niskiej i niskiej dla ropy, przy porowym lub porowo-szczelinowym wykształceniu przestrzeni porowej. Podobne cechy zbiornikowe subfacja ta wykazuje w obrębie strefy bariery węglanowej, gdzie wyniki analiz porozymetrycznych kwalifikują ją do skał zbiornikowych bardzo niskiej i niskiej pojemności dla gazu i bardzo niskiej dla ropy, o charakterze porowym i porowo-szczelinowym. Subfacja utworów ziarnozwięzłych, w obszarze strefy podnóża platformy węglanowej charakteryzuje się średnią i wysoką pojemnością zarówno dla gazu jak i ropy, o typie przestrzeni zbiornikowej porowej i szczelinowo-porowej. W strefie bariery węglanowej cechy te są bardzo zróżnicowane, od niskiej pojemności do wysokiej dla gazu, oraz niskiej i bardzo niskiej dla ropy, przy porowym i porowo-szczelinowym charakterze przestrzeni zbiornikowej. W obszarze równi platformowej dolomit główny reprezentuje głównie porowy charakter przestrzeni porowej, w klasie średniej pojemności dla gazu i niskiej dla ropy.

EN

This work focuses on analysis and characterization of petrophysical properties of the Main Dolomite strata in the study area, against the background of its paleogeographic and facial development. The microfacial analysis, together with detailed sedimentological analysis, made it possible to distinguish the depositional environments of the Main Dolomite succession in the study area. The Main Dolomite is characterized by diversity in thickness, lithology, and facial development of the following zones: foot of the carbonate platform, barrier, and platform plain. Three principal sub-facies were distinguished there grainstones, mudstones, and boundstones (the microbial sub-facies). These sub-facies reveal diversified petrophysical parameters. The analysis is based on the results of porosimetric measurements which enable assessment and qualification of this horizon from the point of view of its hydrocarbon reservoir capacity and pore space character. Principles of porous rock qualification in terms of hydrocarbon reservoirs include mainly assessment of effective and dynamic porosities for oil and gas, bulk and framework densities, and pore space geometry (distribution of predominating pore diameters and specific surface of the pore space). This assessment refers to the pore space in which processes of migration and accumulation of reservoir fluids occur. Statistical analysis of the petrophysical parameters revealed their relationships within the distinguished lithofacial zones, which also represent an important solution.

7

Prognostic accumulation zones for oil and natural gas in the criteria for the distribution of petrophysical parameters in the main dolomite in Gorzow-Pniewy area

Semyrka R., Maruta M., Pasternacki A.

Archives of Mining Sciences

|

2013

|

Vol. 58, no. 4

1111--1132

EN

W ocenie ilościowej i jakościowej przestrzeni porowej środowiskiem anizotropowym są węglanowe skały zbiornikowe. Zróżnicowany litologiczno-facjalnie oraz miąższościowo, ropo-gazonośny poziom dolomitu głównego charakteryzuje się złożonym układem pojemnościowo-filtracyjnym. Tym regułom podporządkowana jest ocena i perspektywy poszukiwawcze w cechsztyńskim poziomie dolomitu głównego (Ca2) w Polsce w rejonie Gorzów-Pniewy.W celu uprządkowania tego zagadnienia i prognozy perspektyw złożowych, w oparciu o wyniki badań porozymetrycznych, przeprowadzono analizę parametrów petrofizycznych dolomitu głównego w przedstawionym obszarze, o stwierdzonej ropo-gazonośności tego poziomu. Wyniki badań porozymetrycznych wyraźnie wskazują na heteregoniczność utworów dolomitu głównego w zakresie zmienności parametrów petrofizycznych, odniesionych do zróżnicowanych litologicznie stref paleogeograficznych w analizowanym obszarze. Analiza ta, w odniesieniu do pojemności magazynowej dolomitu głównego, rozwiniętego w zróżnicowanych facjach poszczególnych stref paleogeograficznych, pozwala na ocenę możliwej akumulacji węglowodorowej, w stosunku do potencjału generacyjnego tego poziomu.

8

Geochemia węglowodorów z pierwszego udokumentowanego wystąpienia dolomitu głównego (Ca2) w wysadzie solnym Kłodawy

Czechowski F., Burliga S., Hojniak M.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

|

2011

|

T. 37, z. 2

231-244

PL

Praca przedstawia wyniki analiz geochemicznych węglowodorów ze skał należących do ogniw dolomitu głównego (Ca2), łupku cuchnącego (T2) oraz bituminów z przecinających skały żył występujących w wysadzie solnym Kłodawy. Próby analizowano przy użyciu chromatografii gazowej sprzężonej ze spektrometrią mas (GC-MS). Zawarte w nich węglowodory pochodzą z algowego II typu kerogenu. Dolomit reprezentuje skałę macierzystą dla zawartych w nim węglowodorów, jednak nie jest wykluczona ich częściowo migracyjna geneza. Węglowodory z prób pobranych z żył i z profilu łupku cuchnącego reprezentują fazę dojrzałości z zakresu maksimum okna ropnego. Pochodzą one ze wspólnego źródła macierzystości - morskich mułów występujących w obrębie serii osadowej łupku cuchnącego. Są to pierwsze badania geochemiczne węglowodorów ze skał dolomitu głównego z wysadu solnego Kłodawy, wskazujące utwory badanej serii ilasto-węglanowo-siarczanowej jako potencjalne źródło węglowodorów w wysadzie.

EN

This paper presents the results of geochemical analysis of hydrocarbons occurring in rock formations belonging to Main Dolomite cells (Ca2) Zechstein Stinking Shale (T2) as well as bitumen found in veins intersecting the rock formations of the Kłodawa Salt Dome (central Poland). Samples were analysed using gas chromatography-mass spectrometry (GC-MS). Hydrocarbons contained in the samples derive from algal type II kerogen. Main Dolomite represents the bedrock for entrapped hydrocarbons; however, their genesis through partial migration can not be excluded. Hydrocarbons collected from the solid bitumen samples and the Stinking Shale rock originated from the same marine or lacustrine organic-poor shales and they represent a maturity level around the peak oil window. These are the first geochemical studies of hydrocarbons from Kłodawa Salt Dome Main Dolomite, which indicate that shale-carbonate-sulphate deposits are a potential source of hydrocarbons in the dome.

9

Application of simple seismic models for interpretation of small reef objects under conditions of low resolution seismic data and incomplete borehole information

Barmuta J., Pietsch K.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

|

2011

|

T. 37, z. 4

481-501

EN

Tracing facies and saturation with hydrocarbon along sedimentary beds is one of Seismic's most important objectives. The application of simple seismic modeling for the interpretation of low resolution seismic data is presented. This method confirmed the possibility to trace changes in Main Dolomite (Ca2) development and to detect, comparatively small to the seismic resolution, hydrocarbon traps.

PL

Śledzenie zmian w wykształceniu facjalnym oraz nasycenia węglowodorami jest jednym z najważniejszych zadań postawionych sejsmice. W artykule przedstawiono sposób wykorzystania prostych modelowań sejsmicznych w interpretacji niskorozdzielczych danych sejsmicznych. Potwierdzono również możliwość śledzenia zmian w wykształceniu dolomitu głównego (Ca2) oraz wykrywania niewielkich, w stosunku do rozdzielczości sejsmiki, nagromadzeń węglowodorów.

10

Wykorzystanie tłumienia fal sejsmicznych do oceny stopnia nasycenia przestrzeni porowej gazem, na przykładzie złoża w dolomicie głównym Ca2

Niepsuj M., Pietsch K., Łańka M

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

543--547

PL

Jednym z zadań stawianych przed sejsmiką naftową jest poszukiwanie metod interpretacji umożliwiających ocenę stopnia nasycenia gazem. Wśród istotnych dla sejsmiki parametrów petrofizycznych, które zmieniają się pod wpływem nasycenia przestrzeni porowej gazem jest tłumienie fal sejsmicznych. W artykule przedstawiono próbę odpowiedzi na pytanie: na ile tłumienie fal sejsmicznych może być źródłem informacji o stopniu nasycenia dolomitu głównego gazem? Z powodu małej ilości badań doświadczalnych dotyczących tłumienia fal sejsmicznych w węglanach wykonano modelowania sejsmiczne. Modelowania miały na celu sprawdzenie możliwości prześledzenia zmian zapisu sejsmicznego związanych z przyjętymi różnymi wartościami współczynnika dobroci Q. Za wzór modelu ośrodka skalnego przyjęto profil sejsmiczny przechodzący przez otwór, który zidentyfikował złoże. Inwersja pozwoliła na ocenę wiarygodności otrzymanych wyników modelowań. Realizację projektu wykonano w programach: Hampson-Russell oraz Norsar 2D.

EN

One of the most important aim of seismic modeling is a determination of gas saturation in a reservoir formation. A seismic wave attenuation, one of the essential petrophysical parameters of a seismic signal, is dependent on gas saturation in a pore space. This article is an effort to answer the question, if a seismic wave attenuation can provide an information about changes of gas saturation in Main Dolomite (Ca2). Main reason to carry out a seismic modeling was lack of empirical studies about wave attenuation in carbonates. The key purpose of the modeling was the assessment of seismic signal changes related to various quality factor (Q) values. The modeling was based on the data acquired from the seismic profile passing through well, which discovered the gas field located in Main Dolomite. The seismic inversion allowed to evaluate a reliability of the results obtained from the modeling. Project was done using Hampson- Russell CE8 R2.1 and Norsar 2D Ray Modeling software.

11

Problematyka określania nasycenia w utworach dolomitu głównego na bazie zapisu sejsmicznego

Dalętka A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

587--592

PL

W niniejszej pracy podjęto próbę oceny możliwości określenia nasycenia węglowodorami w utworach dolomitu głównego na bazie zapisu sejsmicznego. Do analizy wykorzystano zarówno syntetyczne, jak i rzeczywiste dane sejsmiczne w formie kolekcji WPG oraz szereg dostępnych metod z zakresu: modelowania sejsmicznego i inwersji sejsmicznej. Zbadano związek statystyczny pomiędzy atrybutami sejsmicznymi a parametrami kolektorskimi, wyznaczonymi w oparciu o pomiary w otworach wiertnicznych. Zastosowano również metodę Fluid Replacement Modeling do określenia charakteru zmian atrybutów sejsmicznych w zależności od nasycenia utworów dolomitu głównego. W końcowym etapie wykonano analizę AVO oraz inwersję sejsmiczną przed składaniem na bloku danych sejsmicznych 3D Międzychód - Sieraków. Wspomniane zdjęcie sejsmiczne, po wykonanym w 2009 roku reprocessingu i połączeniu z sąsiednimi zdjęciami, objęło obszar 623 km2, w tym jedno z największych polskich złóż w utworach dolomitu głównego: Lubiatów - Międzychód - Grotów. Ze względu na relatywnie duże miąższości dolomitu głównego oraz dobre rozpoznanie otworami wiertnicznymi, rejon ten stanowił doskonałą bazę do analiz wpływu nasycenia i porowatości na zapis sejsmiczny.

EN

Author of this paper presents recent investigations related to hydrocarbon saturation assessment in the Main Dolomite formation. In described analysis, both synthetic and real seismic data in form of CDP gathers were utilized, along with various methods such as seismic modeling and seismic inversion. Statistical relationship between seismic attributes and reservoir parameters calculated from available well data was examined. To determine seismic attributes' changes in case of different saturation states (water, oil, gas), Fluid Replacement Modeling was used. In the final stage, AVO and pre-stack simultaneous inversion was carried out using 3D data from Międzychód — Sieraków project. Mentioned seismic data, reprocessed in 2009, cover 623 sq km, including one of the most important Polish Main Dolomite reservoirs: Lubiatów—Międzychód—Grotów. With regard to relatively high dolomite thicknesses and considerable amount of wells, this area was a great basis to investigate the effect of hydrocarbon saturation and porosity on seismic response.

12

Porównanie porowatości utworów dolomitu głównego wyznaczonych przy pomocy różnych metod inwersji sejsmicznej

Solarski T.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

503--507

PL

Rozkład porowatości w skałach zbiornikowych może być określany na podstawie impedancji akustycznej wyznaczanej z danych sejsmicznych przy pomocy metody inwersji. Poszczególne odmiany tej metody prowadzą jednak do różnych wyników. Głównym celem przedstawianej pracy było porównanie porowatości utworów dolomitu głównego wyznaczonych przy pomocy wybranych metod inwersji sejsmicznej na obszarze zdjęcia sejsmicznego 3D Międzychód — Sieraków.

EN

Porosity distribution in reservoir rocks can be predicted on the basis of acoustic impedance derived from seismic inversion. Different inversion methods can lead to different results. The principal objective of the presented work was comparison of the Main Dolomite porosity distributions determined with use of selected inversion methods.

13

Odwiert Grundy-2 — założenia projektowe a wynik wiercenia w aspekcie poszukiwania węglowodorów w poziomie dolomitu głównego (Ca2)

Gościk D., Grelowski C., Mikołajewski Z., Zawierucha T.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2010

|

nr 170 wyd. konferencyjne

491--501

PL

Od kilku lat prace poszukiwawcze w głębszej części zbiornika permskiego na Niżu Polskim PGNiG S.A. prowadzi we współpracy z firmą FX Energy Poland. Jednym z takich wspólnych projektów było wiercenie otworu Grundy-2. Nadzieje poszukiwawcze wiązano w tym przypadku z utworami dolomitu głównego w obrębie podniesienia Rataje (niecka łódzka). O wysokim potencjale naftowym takich wewnątrzbasenowych, izolowanych mikroplatform węglanowych świadczy fakt, że na wielu z nich (m.in. Cychry, Chartów—Górzyca, Krobielewko, Sulęcin i Zielin) odkryto złoża węglowodorów. Otwór Grundy-2 zlokalizowano w miejscu, gdzie zapis sejsmiczny ujawnił silne ujemne odbicie poniżej horyzontu Z2, a następnie odbicie dodatnie. Taki układ refleksów sugerował występowanie zwiększonych miąższości oraz korzystnych właściwości zbiornikowych utworów dolomitu głównego. Założenia projektowe odnośnie tych parametrów zostały potwierdzone. Nie potwierdziły się jednak oczekiwania związane z odkryciem akumulacji węglowodorów. Co było tego przyczyną? Otóż w profilu dolomitu głównego nie stwierdzono skał macierzystych. Niski potencjał naftowy sugeruje bardzo wysoki stopień przeobrażenia substancji organicznej. Potwierdziły to badania refleksyjności witrynitu, wykazujące zaawansowaną dojrzałość substancji organicznej, odpowiadającą wysokotemperaturowym procesom przemian termokatalitycznych. Jak wskazują wyniki, otwór Grundy-2 leży w strefie, gdzie mogło dojść do przegrzania i w efekcie do destrukcji macierzystej substancji organicznej w utworach dolomitu głównego.

EN

Exploration works in the deeper part of the Permian Basin in the Polish Lowlands have been realized by PGNiG AS in cooperation with FX Energy Poland for several years so far. One of projects performed by these two companies was focused on drilling Grundy-2 well. In this case, explorational expectations were concentrated on the Main Dolomite strata in the Rataje elevation area (Łódź Trough). High hydrocarbon potential of such inner basinal isolated carbonate microplatforms is considered because within many of them (e.g. Cychry, Chartów — Górzyca, Krobielewko, Sulęcin i Zielin) hydrocarbon deposits were discovered. Grundy-2 well was located in place where the seismic image has shown strong negative reflection below the Z2 horizon and then next positive reflection. Such pattern of reflections suggested occurrence of increased thicknesses and preferable reservoir properties of the Main Dolomite carbonates. Project objectives related to these parameters have been confirmed. However, contrary to expectations a new discovery of hydrocarbon accumulation did not happen. What was the reason of that? No source rocks were found in the Main Dolomite profile. Low hydrocarbon potential has shown very high level of organic matter maturation. It was confirmed by vitrinite reflectance values indicating organic matter high maturity corresponding to high temperature changes of thermocatalytic processes. As results show, Grundy-2 well was drilled in the area where overmaturation may have resulted from in situ organic matter destruction in the Main Dolomite strata.

14

Analiza zjawisk wchłaniania kapilarnego w szczelinowatych utworach dolomitu głównego

Lubaś J., Masłowski M.

Nafta-Gaz

|

2010

|

R. 66, nr 6

466-470

PL

Wykorzystując analityczny model Aronofsky’ego przedstawiono analizę zjawisk odzysku ropy podczas wchłaniania kapilarnego w procesach nawadniania złóż szczelinowatych. Badania laboratoryjne nasycania wodą próbek rdzeni z dolomitu głównego zawierających ropę złożową prowadzono w funkcji czasu, w okresie 30 dni. W artykule przedstawiono krzywe odzysku ropy otrzymane podczas eksperymentalnego wypierania wodą, które określiły bardzo niską sprawność procesu. Wykazano, że wchłanianie kapilarne nie może stanowić dominującego mechanizmu wydobywania ropy w procesach nawadniania tego typu kolektorów.

EN

The analysis of imbibition waterflooding in naturally fractured reservoirs has been presented with the use of Aronofsky analytical model, describing oil recovery. Water imbibition for core samples of the main dolomite containing reservoir oil was conducted during 30 days. The oil recovery curves obtained from water imbibition laboratory experiments presented in the article indicated a very low rate of the process. Spontaneous imbibition will not be a dominating mechanism of oil production during the waterflooding in this type of rocks.

15

Integracja mikrotermometrii inkluzji fluidalnych i modelowań historii termicznej/pogrążania w badaniach pochodzenia węglowodorów i ich nagromadzeń w skałach dolomitu głównego (Ca2) północno-zachodniej Polski (otwór wiertniczy Benice-3)

Słowakiewicz M., Poprawa P.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2010

|

nr 439 (1)

181--188

PL

Badania inkluzji fluidalnych są bardzo pomocne w zrozumieniu procesów cementacji w skałach zbiornikowych oraz określenia relacji między nimi a migracją węglowodorów. W połączeniu z modelowaniem basenów badania te pozwalają uszczegółowić historię pogrążania, temperatury i ciśnienia danego basenu sedymentacyjnego. Przykład integracji tych metod badawczych stanowią prezentowane w artykule wyniki badań przeprowadzonych na próbkach z otworu wiertniczego Benice-3. Próbki pobrano z utworów węglanowych dolomitu głównego (Ca2), występujących w obrębie platformy węglanowej Kamienia Pomorskiego (PWKP, Pomorze Zachodnie). Obszar ten stanowi północno-zachodnią część polskiego basenu cechsztyńskiego. Na obszarze PWKP znajduje się jedno z największych polskich złóż ropy naftowej Kamień Pomorski, występujące w węglanowych facjach platformowych Ca2. Skały zbiornikowe reprezentują facje doloziarnitów zdeponowanych w strefie płycizn oolitowych. Inkluzje fluidalne znaleziono we wczesnodiagenetycznych cementach anhydrytowych. Po uzyskaniu danych mikrotermometrycznych obliczono rzeczywiste wartości temperatury i ciśnienia precypitacji cementów anhydrytowych, które wynoszą: 94–110°C oraz 270–330 bary. Stężenie solanki wynosi od 1,6 do 5,2% wag. równoważnika NaCl z małą ilością CO2 oraz CaCl2. Skład jest typowy dla roztworów formacyjnych związanych z procesami anhydrytyzacji skał dolomitu głównego w warunkach płytkiego do średniego pogrzebania. Porównując wyniki otrzymane z pomiarów inkluzji fluidalnych z modelowniami historii pogrzebania basenu sedymentacyjnego stwierdzono, że temperatury 94–110°C zostały osiągnięte przez cementy anhydrytowe w okresie wczesnej–późnej jury, tj. ok. 153–181 mln lat temu. Migracja roztworów niosących węglowodory miała miejsce przed migracją fluidów, które doprowadziły do anhydrytyzacji, ale po procesach dolomityzacji.

EN

Fluid inclusion studies can be very helpful in understanding petroleum genesis and hence aid hydrocarbon exploration. When combined with basin modeling, such studies may allow detailed refinements to the general burial–temperature–pressure history of a sedimentary basin. As a case study, borehole data derived from the Main Dolomite (Ca2) carbonates of the Benice-3 well located within the Kamień Pomorski carbonate platform (KPCP, West Pomerania) of the northwestern part of the Polish Zechstein Basin were considered. The KPCP area contains one of the largest Polish oilfields, Kamień Pomorski, localized within the Ca2 platform facies and contains geological reserves of 317974 BBL of oil. The reservoir rocks of the Ca2 are characterized primarily by oolitic dolograinstone facies deposited within the oolite shoal zone. In this study, fluid inclusion data were obtained from early diagenetic anhydrite cements. After pressure correction, these data revealed temperatures within the range 94–110°C with pressures of 270–330 bars. The composition of the brine was found to be from 1.6 to 5.2 wt. % NaCl with small amounts of CO2 and CaCl2. This represents formation brines associated with an anhydritization process of the Main Dolomite rocks during shallow-to-intermediate burial conditionss. By integration of the results of fluid inclusion microthermometry with a basin modeling approach claimed that temperatures of 94–110°C were obtained by anhydrite cements during Early–Late Jurassic time. Migration of hydrocarbon-bearing solutions was before migration of fluids which led to anhydritization but after dolomitization.

16

Przestrzenny rozkład parametrów złożowych ze szczególnym uwzględnieniem nasycenia wodą nieredukowalną, kapilarną i wolną dla rejonu Grotowa

Zalewska J., Malaga M., Cebulski D.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

|

2009

|

T. 35, z. 2/1

591-598

EN

The aim of the study is a determination of reservoir parameters distribution in the Grotów reservoir region, with application of test results carried out by means of Nuclear Magnetic Resonance method. The framework of the study included complex laboratory measurements of core plugs properties, including first of all distributions of porous space water saturation by means of Nuclear Magnetic Resonance (NMR) method, but also specific and volumetric density, as well as total porosity coefficient and permeability of rocks, mineral composition of rocks based on X-ray analyses, electrical parameters of rocks, i.e. electrical resistance of rocks for varying coefficients of porous space saturation with water, porous structure indices and wettability of rocks. 102 samples, originating from 3 boreholes - Grotów-1, -2, and -6, were analysed. The study finally resulted in irreducible, capillary and free water saturation distribution maps for the examined region.

17

Geologiczny model rejonu akumulacji ropno-gazowej Lubiatów-Międzychód-Grotów (LMG)

Papiernik B., Machowski G., Słupczyński K., Semyrka R.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

|

2009

|

T. 35, z. 2/1

175-182

EN

The paper presents the results of spatial modelling of the lithology and facies variability and reservoir properties of the Main Dolomite (Ca2) in the western part of the Grotów Peninsula. The results indicate that granular rocks have the best reservoir and filtration properties. Criteria of stable equilibrium of hydrocarbon phases, which have been applied to the model, suggest that these separate phases represent common hydraulic reservoir system.

18

Poszukiwania złóż węglowodorów w utworach dolomitu głównego w zachodniej części monokliny przedsudeckiej

Wolnowski T.

Nafta-Gaz

|

2008

|

R. 64, nr 5

299-302

PL

Po odkryciach złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w strefie Międzychodu (LMG) na początku XXI wieku, bardzo wzrosło zainteresowanie poszukiwaniem złóż w dolomicie głównym w pułapkach litologiczno-facjalnych. W artykule zaprezentowano dwa rejony, gdzie podjęto próbę poszukiwań złóż ropy naftowej w pułapkach niestrukturalnych u podnóża bariery dolomitu głównego.

EN

At the beginning of the 21st century, after the discovery of the deposits of crude oil and gas in Międzychód area (LMG), a huge growth of interest in exploration of the deposits in the lithologic traps of the Main Dolomite has been noticed. The work presents two zones, where attempts to explore for the deposits of crude oil in the non-structural traps at the base of the Main Dolomite barrier have been made.

19

Zmienność parametrów petrofizycznych subfacji dolomitu głównego zachodniej strefy półwyspu Grotowa w świetle badań porozymetrycznych

Semyrka R., Semyrka G., Zych I.

Geologia / Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie

|

2008

|

T. 34, z. 3

445-468

PL

W obrębie analizowanego obszaru w strefie bariery węglanowej utwory dolomitu głównego wykształcone w subfacji bandstonów prezentują typ skały zbiornikowej o charakterze porowym w klasie bardzo niskiej i niskiej pojemności dla gazu oraz bardzo niskiej dla ropy. W obrębie strefy równi platformowej dolomit główny tej subfacji ma charakter skały zbiornikowej typu porowego niskiej i średniej klasy pojemnościowej dla gazu i niskiej dla ropy. Subfacja utworów mułozwięzłych dolomitu głównego w strefie podnóża platformy węglanowej reprezentuje typ skały zbiornikowej o niskiej, sporadycznie średniej pojemności dla gazu i bardzo niskiej oraz niskiej dla ropy, przy porowym lub porowo-szczelinowym wykształceniu przestrzeni zbiornikowej. Podobne cechy zbiornikowe subfacja ta wykazuje w obrębie strefy bariery węglanowej: wyniki analiz porozymetrycznych kwalifikują ją do skał zbiornikowych bardzo niskiej i niskiej pojemności dla gazu oraz bardzo niskiej dla ropy, o charakterze porowym i porowo-szczelinowym. Subfacja utworów ziarnozwięzłych w obszarze strefy podnóża platformy węlanowej charakteryzuje się średnią i wysoką pojemnością zarówno w odniesieniu do gazu, jak i ropy, o typie przestrzeni zbiornikowej porowej i szczelinowo-porowej. W strefie bariery węglanowej cechy te są bardzo zróżnicowane, od pojemności niskiej do wysokiej w przypadku gazu, oraz niskiej i bardzo niskiej - ropy, przy porowym i porowo-szczelinowym charakterze przestrzeni zbiornikowej. W obszarze równi platformowej dolomit główny reprezentuje głównie porowy charakter przestrzeni zbiornikowej, w klasie średniej pojemności dla gazu i niskiej dla ropy.

EN

The microfacial analysis, together with detailed sedimentological analysis, enabled the authors to distinguish depositional environments of the Main Dolomite succession in the study area. The Main Dolomite is characterized by diversity in thickness, lithology and facial development of the following zones: foot of the carbonate platform, barrier and platform plain. Three principal sub-facies were distinguished there: grainstones, mudstones and boundstones (the microbial sub-facies). These sub-facies reveal diversified petrophysical paramaters. The analysis is based on results of porosimetric measurements which enable assessment and qualification of this horizon from the point of view of its hydrocarbon reservoir capacity and pore space character. Principles of porous rock qualification in terms of hydrocarbon reservoirs include mainly assessment of : effective and dynamic porosities for oil and gas, bulk and framework densities, and pore space geometry (distribution of predominating pore diameters and specific surface of the pore space). This assessment refers to the pore space in which processes of migration and accumulation of reservoir fluids occur. Statistical analysis of the petrophysical parameters revealed their relationships within the distinguished lithofacial zones, which represent also an important solution.

20

Mikrofacje i diageneza utworów dolomitu głównego (Ca2) w rejonie bariery Międzychodu (Półwysep Grotowa, Polska Zachodnia)

Mikołajewski Z., Słowakiewicz M.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2008

|

nr 429

91-97

PL

Utwory dolomitu głównego stwierdzone w rejonie Międzychodu stanowią fragment dolomitowej bariery oolitowej obejmującej zachodnią część półwyspu Grotowa. Profile z otworów wiertniczych Międzychód-4, Międzychód-5 i Międzychód-6 składają się z bogatego spektrum odmian mikrofacjalnych, wskazujących na depozycję w zróżnicowanych subśrodowiskach szeroko pojętej strefy bariery węglanowej. Przeobrażenia diagenetyczne oraz rozwój przestrzeni porowej zachodziły wielostopniowo i związane były zarówno z etapem depozycyjno-diagenetycznym (eodiageneza), jak również z etapem pogrzebania (mezodiageneza). Niektóre z nich przyczyniły się do obniżenia potencjału zbiornikowego (kompakcja, cementacja, neomorfizm), inne w znacznym stopniu go poprawiły (rozpuszczanie, szczelinowatość). Najbardziej niekorzystnie na zabudowę przestrzeni porowej wpłynęła cementacja dolomitowa i anhydrytowa. Także halit, minerały ilaste oraz impregnacja bitumiczna przyczyniły się do jej ograniczenia. Neomorfizm doprowadził niekiedy do całkowitego zatarcia pierwotnych cech strukturalno-teksturalnych skały. Rozpuszczanie i szczelinowatość w znacznym stopniu polepszyły właściwości zbiornikowe (porowatość, przepuszczalność). W wyniku rozpuszczenia niestabilnych bioklastów oraz jąder ziarn węglanowych doszło do powstania porowatości moldycznej.

EN

The Main Dolomite rocks found in the Międzychód area are associated with a fragment of a dolostone oolite barrier comprising the western part of the Grotów Peninsula. The sections from the Międzychód-4, Międzychód-5 and Międzychód-6 wells contain diverse microfacies types characteristic of deposition in differentiated subenvironments within the carbonate barrier zone. Diagenetic transformations and development of pore space occurred as multistage processes. They were associated with both the diagenetic-depositional zones (eodiagenesis) and the burial stage (mesodiagenesis). Some of them lowered the reservoir potential (compaction, cementation, neomorphism), whereas others significantly improved it (dissolution, fracturing). Dolomite and anhydrite cementation, halite, clay minerals and bitumen impregnation reduced the pore space filtration properties. In some places neomorphism affected primary structural-textural features of the rocks. Dissolution and fracturing significantly improved reservoir properties (porosity, permeability). Dissolution of unstable bioclasts and cores of carbonate grains resulted in formation of moldic porosity.